大规模风电并网成本上升不容忽视

　　近来年，随着大规模风电并网发电，风电对电力系统经济性的影响日益引起业界高度关注。截至2015年底，全国风电并网容量预计将达到1.2亿千瓦左右，其中“三北”大型风电基地并网容量超过9000万千瓦，占全国风电并网容量比例80%左右。风电开发利用继续保持“大规模开发、高集中接入、远距离外送”的基本格局。“十三五”期间，我国风电还将加快发展，2020年全国风电装机容量有望达到2.5亿千瓦，大型风电基地装机将超过1.5亿千瓦，未来需要关注我国大规模风电并网发电引起并网成本大幅上升的问题。
　　大规模风电并网不仅提高输电成本，并且为保障电网安全而额外增加的平衡成本和容量充裕性成本同样占到相当比例。
　　高比例风电接入的单位输电成本呈上升趋势，超高压电网输送风电更加经济。近来，美国国家可再生能源室根据美国各地区未来考虑大规模风电接入的输电扩展规划方案，分析不同地区接入风电引起的输电成本。报告研究指出，大部分地区风电接入比例在5%-30%之间，风电单位平均输电成本达到300美元/千瓦，已超过风电单位造价成本的25%。换算为度电输电成本为15美元/兆瓦，折合人民币0.099元/千瓦。与此相比，我国现行规定的100公里以上补贴价格为3分/千瓦的接网补贴标准偏低。采用特高压电网输送风电，可降低风电单位输电成本。在接入20%风电情景下，美国西南部电网输电规划研究表明，采用765/800千伏特高压输电，风电单位输电成本为7美元/兆瓦；IEA研究同样指出，采用超高压电网输送风电的单位成本将下降一半左右。
　　为应对大规模风电的出力波动而额外增加的平衡成本同样呈上升趋势。当风电比例达到20%时，平衡成本增加大约在1美元/兆瓦-7美元/兆瓦。风电引起的平衡成本与电源结构密切相关。例如，美国和芬兰电源结构以燃煤、燃气为主，随着风电比例提高，平衡成本呈明显上升趋势；而瑞典和挪威以水电为主，平衡成本上升相对不明显。
　　风电容量的替代效益有限，随着大规模风电并网，风电可信度呈下降趋势，而引起的容量充裕性成本呈上升趋势。当风电比例达到30%之前，风电容量可信度仅在6%-25%。德国风电的容量可信度最低，20%风电接入情景下仅为6%，接入30%风电则降到5%。研究表明，当风电比例超过20%，引起的容量充裕性成本在4-5美元/兆瓦。
　　我国需要建立大规模风电并网成本的疏导机制，促进风电与电力系统协调发展。
　　风电等变动性新能源的高开发成本得到了广泛认识，现有政策也较好解决了该问题。但对于由风电出力特性导致的输电成本、调峰调频辅助服务成本、容量充裕性成本等并网成本上升的认识不足，同时缺乏量化分析，没有很好的疏导途径，不利于促进大规模风电并网消纳。
　　目前，我国大部分地区风电接入比例已经达到较高水平。2015年底，冀北、蒙东风电装机占全部电源装机的比例已经超过30%，甘肃、新疆、宁夏、蒙西、黑龙江风电占比超过20%，吉林、辽宁占比超过15%。为促进风电与电力系统各成员协调发展，需要深化研究我国大规模风电引起的并网成本趋势，建立风电并网成本疏导机制，需要完善现有经济激励政策。
　　一是建立和完善新能源的接网补贴标准，适当提高大型风电、光伏电站基地配套送出电网工程补贴标准。二是将风电等新能源纳入到现行辅助服务补偿机制中，完善现行辅助服务管理办法，疏导风电等新能源接入增加的平衡成本。三是完善低谷电价机制，开拓低谷用电市场，鼓励电力用户购买风电。四是建立适应大规模新能源发展的电力系统规划新机制，解决系统容量充裕性成本不足问题。